Файл: Каменный лицензионный участок (западная часть) Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения.docx

Воды отложений тюменской и шеркалинской свит
нижне-среднеюрского возраста

На Каменной площади данные для определения минерализации вод отложений тюменской свиты отсутствуют, ввиду того, что пластовая вода не была получена. По данным анализа региональных гидрогеохимических условий юрских отложений Красноленинского месторождения установлено, что участок работ (Каменная площадь) окружен площадями с достоверными средними значениями минерализации, варьирующими в пределах от 15,0 до 20,5 г/л.

По данным работы [7] в восточной части Каменной площади пластовые воды были получены при опробовании и добыче нефти из пластов БГ₂ (совместно с ДЮК) и П (совместно с пластами ЮК_2-9).

Все 16 проб пластовых вод отобраны либо из верхних пластов юрского комплекса (ЮК_0-2), либо при совместной добыче нефти из нижних интервалов юры (ЮК_7-9, БГ₂), а также из доюрского комплекса. Анализы проведены на определение 6-ти основных ионов. Большинство проб загрязнено технологическими растворами. Десять проб отбраковано, в трёх из оставшихся шести изменён химический состав, и только три пробы признаны относительно качественными (проба в скважине № 162 отобрана из пластов ЮК_8-9, БГ₂ в 1998 году, 2 пробы – в скважине № 341 из пласта ЮК₀ в 2006 году).

Минерализация воды восточного участка составила 17-18 г/л.

По классификации В.А. Сулина воды относятся к гидрокарбонатно-натриевому типу. Состав половины неотбракованных проб восточного участка изменён (главным образом, хлоридно-магниевый или кальциевый, по классификации В.А. Сулина).

Таким образом, даже «относительно чистые» пробы на рассматриваемом участке, по-видимому, загрязнены технологическими жидкостями. Большинство отбракованных проб также имеет повышенную минерализацию (до 30-42 г/л) и изменённый состав. Пробы вод шеркалинской свиты, отобранные из скважин окраинных площадей, расположенных на западе и юго-западе Красноленинского свода

---

, по-видимому, также загрязнены: повышенная минерализация (18-22, в среднем – 19 г/л) и хлоридно-магниевый (по В.А. Сулину) состав.

Общая минерализация вод в относительно качественных пробах изменяется от 14,9 до 20,5 г/л, в среднем составляя 17,9 г/л. По данной величине воды можно отнести к слабосолёным. Плотность вод равна 1,015 г/см³.

Низкие значения содержания сульфатов (0,06 % мг-экв.) и соотношения сульфат- и гидрокарбонат-ионов (в среднем – 0,02) являются гидрогеохимическими признаками нефтенасыщенности. Отсутствие сульфат-иона в одной из трёх относительно качественных проб, также является благоприятным условием нефтегазоносности отложений.

По классификации Пальмера пластовые воды отнесены к I классу (мягкие щелочные воды, характерные для нефтяных месторождений). По среднему значению pH, равному 6,8, определяется слабощелочной тип вод. Среднее содержание катионов кальция и магния составляет 19,3 мг-экв./л, т.е. воды имеют повышенную жёсткость.

Для более точного гидрогеохимического анализа подземных вод разновозрастных отложений Каменной площади необходимо проведение дополнительных гидрогеохимических работ с более детальным анализом проб (с включением данных по содержанию J, Br, нафтеновых кислот и радиоактивных элементов).

---

Таблица 2.1 – Геолого-физическая характеристика продуктивных пластов Каменного ЛУ

Номер п/п	Параметры	Размерность	Продуктивные пласты (залежи)
			ВК1	ВК2-3 + ВК2-3врез	ВК1-3	АК1-3	ЮК0	ЮК1	П	ЮК2-9	БГ	БГ2	ДЮК
1	Абсолютная отметка кровли	м	-1405	-1432	-1411	-1709.7-1755.6	-2214	-2290	-2256	-2319,8	-2336	-2583,8	-2282
2	Абсолютная отметка ВНК	м	-1442.5-1474.9	-1442-1475.5	-1442-1475.5	-1784	-	-	-	-	-	-2640	-
3	Тип залежи		Пластово-сводовые, тектонически экранированные	Пластово-сводовая, тектонически, стратиграфически и литологически экранированные	Пластово-сводовая, тектонически, стратиграфически и литологически экранированные	пластовая литологически экранированная	условно литологическая	литологические, стратиграфически-экранированные	литологические, стратиграфически-экранированные	пластовая литологически и стратиграфически-экранированная	стратиграфически-экранированная	пластовая стратиграфически-экранированная	условно массивная
4	Тип коллектора		поровый	поровый	поровый	поровый	трещинно-поровый, трещинный и трещинно-каверновый	трещинный и каверно-трещинный	поровый	поровый	поровый	поровый	трещиноватый
5	Площадь нефте/газоносности	тыс.м2	896 547	260 873	896 547	328 633	1 153 322	320 214	98 255	930 479	94 876	64 956	212 766
6	Средняя общая толщина	м	21,7	29	51	29,5	33,3	16,2	4,9	96,2	5,3	13,2	-
7	Средняя эффективная нефтенасыщенная толщина	м	5,3	4,3	6,6	1,9	33,3	0,75	3,7	9,6	2,1	3,9	69,7
8	Средняя эффективная водонасыщенная толщина	м	4,7	9,5	10,2	-	-	-	-	-	-	8,5	-
9	Коэффициент пористости	доли ед.	0,27	0,26	0,27	0,19	0,0024	0,024	0,12	0,14	0,13	0,15	0,002
10	Коэффициент нефтенасыщенности ЧНЗ	доли ед.	0,51	0,48	0,51	0,52	-	-	-	-	-	0,68	-
11	Коэффициент нефтенасыщенности ВНЗ	доли ед.	0,43	0,44	0,45	0,49	-	-	-	-	-	0,58	-
12	Коэффициент нефтенасыщенности пласта	доли ед.	0,48	0,44	0,48	0,52	0,95	0,95	0,65	0,63	0,76	0,61	0,95
13	Проницаемость	10-3*мкм2	32,4	77,3	52	1,2	0,54	0,19	15,1	1,5	3,8	1,6	1,2
14	Коэффициент песчанистости	доли ед.	0,37	0,47	0,35	0,05	-	0,01	0,71	0,103	0,38	0,46	-
15	Коэффициент расчленённости	ед.	6	7	11,9	2,4	-	1,8	2,5	16,8	2,3	1,9	-
16	Начальная пластовая температура	⁰С	72	72	72	82	115,5	105	114,3	105,5	122	125	115,5
17	Начальное пластовое давление	МПа	14,2	14,2	14,2	14,4	25	25	25,4	25,4	23,3	25	25,6
18	Вязкость нефти в пластовых условиях	мПа*с	2,04	2,04	2,04	-	0,34	-	0,33	0,46	0,39	0,25	0,28
19	Плотность нефти в пластовых условиях	(кг/м3)*10-3	0,773	0,773	0,773	-	0,611	-	0,621	0,647	0,595	0,581	0,598
20	Плотность нефти в поверхностных условиях	(кг/м3)*10-3	0,837	0,837	0,837	0,868	0,808	0,808	0,805	0,814	0,803	0,800	0,817
21	Объёмный коэффициент нефти	доли ед.	1,124	1,124	1,124	1,151	1,544	1,544	1,536	1,396	1,608	1,647	1,659
22	Содержание серы в нефти	%	0,33	0,33	0,33	0,2	0,15	-	0,16	0,15	0,12	0,73	0,17
23	Содержание парафина в нефти	%	5,57	5,57	5,57	4,7	3,56	-	3,24	5,59	3,48	2,54	2,59
24	Относительная плотность газа по воздуху	б/р	0,847	0,847	0,847	-	0,816	-	0,910	0,859	0,875	0,853	0,845
25	Давление насыщенния нефти газом	МПа	6	6	6	-	22,4	-	17,1	16,9	21,5	23,8	22,8
26	Газосодержание	м3/т	44	44	44	59	208	208	191	161	223	261	232
27	Содержание сероводорода	%	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-	-
28	Вязкость воды в пластовых условиях*	мПа*с	0,41	0,41	0,41	0,35	0,26	0,30	0,26	0,26	0,25	0,26	0,26
29	Плотность воды в поверхностных условиях	(кг/м3)*10-3	1,01	1,01	1,01	-	1,015	1,015	1,015	1,015	1,015	1,015	1,015
30	Коэффициент сжимаемости	1/МПа*10-4
31	нефти		7,6	7,6	7,6	-	-	-	29,8	13,9	18,2	19,44	21,9
32	воды*		4,2	4,2	4,2	4,5	4,6	4,4	4,7	4,7	4,7	4,7	4,7
33	породы		15,8	15,8	15,8	6,95	33,61	80,2	5,1	3,25	3,01	-	13,34
34	Коэффициент вытеснения нефти водой	доли ед.	0,398	0,342	0,389	0,402	0,368	0,465	0,558	0,511	0,604	0,496	0,447
35	Удельный коэффициент продуктивности по нефти	м3/(сут*МПа*м)	-	-	1,1	-	-	-	0,8	0,3	-	-	-

---

*свойства пластовой воды корректировались согласно корреляциям, опубликованным в литературе (Numbere, D., Bringham, W.E. and Standing, M.B., ”Correlations for Physical Properties of Petroleum Reservoir Brines”, Work Carried out under US Contract E (04‐3) 1265, Energy Research& Development Administration, 1977.)
Сопоставление запасов нефти и растворенного газа представляемых к утверждению в ГКЗ и стоящих на Гос. балансе на 01.01.2017 г. представлено в
таблицах Error: Reference source not found-Error: Reference source not found.

На 01.01.2017 представленные начальные геологические запасы нефти и растворенного газа:

нефти по категорий А+В₁ – 642 376 тыс. т;

нефти по категории В₂ – 521 440 тыс. т;

газа по категорий А+В₁ – 50 573 млн м³;

газа по категорий В₂ – 71 993 млн м³.

Структурные карты по кровле коллектора и карты эффективных нефтенасыщенных толщин представлены в графических приложениях 2.2.-2.21.

Суммарные начальные геологические запасы нефти в пределах Каменного лицензионного участка (западная часть) АО «РН-Няганьнефтегаз» по категории АВ₁+В₂ составляют 1 163 816 тыс. т. Соотношения запасов по пластам и категориям от общей суммы запасов показано на рисунке Error: Reference source not found.

Большая часть начальных геологических запасов нефти сосредоточена в продуктивных пластах ВК_1-3 викуловской свиты (48 %) и объекте ЮК_2-9 тюменской свиты (39 %), на остальные продуктивные пласты приходится 13 % начальных геологических запасов.

Текущий подсчет запасов нефти и растворенного газа выполнен силами ООО «ТННЦ», запасы будут представлены на утверждение в ГКЗ Роснедра в 2017 году Согласно представленным в отчете по подсчету запасов материалам, промышленная нефтеносность месторождения связана с отложениями: доюрского комплекса (пласт ДЮК), нижнеюрских (пласт БГ₂) среднеюрских (пласт БГ) и верхнеюрских (пласт П) отложениях, тюменской (пласты ЮК_2-9), абалакской (пласты ЮК₁), баженовской (пласт ЮК₀), фроловской (пласт АК_1-3) и викуловской (пласты ВК₁, ВК_2-3) свит. Всего выделено десять подсчетных объектов ВК₁, ВК_2-3, АК_1-3, ЮК₀, ЮК₁, П, ЮК_2-9, БГ, БГ₂, ДЮК. Подсчетный объект БГ₂ выделен впервые. Пласты тюменской свиты ЮК₂, ЮК₃, ЮК₄, ЮК₅, ЮК₆, ЮК₇ и ЮК_8-9 объединены в один подсчетный объект ЮК_2-9.

Максимальные запасы категории АВ₁ сосредоточены в пластах ВК_1-3, категории В₂ в пластах ЮК_2-9.

---

Анализ текущего состояния разработки

Каменный лицензионный участок Красноленинского нефтегазоконденсатного месторождения, открытый в 1962 году, входит в состав сложных и уникальных объектов отечественной нефтедобывающей отрасли.

Промышленная нефтеносность месторождения в пределах Каменного лицензионного участка (западная часть) установлена в отложениях доюрского комплекса (пласт ДЮК), нижнеюрских (пласт БГ₂), среднеюрских (пласт БГ) и верхнеюрских (пласт П) отложениях, тюменской (пласты ЮК_2-9), абалакской (пласты ЮК₁), баженовской (пласт ЮК₀), фроловской (пласт АК_1-3) и викуловской (пласты ВК₁, ВК_2-3) свит. Стоит отметить, пласт БГ₂ выделен впервые в рамках актуального подсчета запасов 2017 г.

Освоение залежей нефти началось с 1992 г. Объекты ВК_1-3, П, ЮК_2-9, БГ и ДЮК введены в разработку в 1992 году, объект ЮК₀ разрабатывался в период 2002-2008 гг. единичными скважинами, объект БГ₂ введен в разработку в 2016 г. Наибольшей степенью изученности характеризуются продуктивные пласты ВК₁ и ВК_2-3, объединенные в единый объект разработки, который интенсивно разрабатывается и имеет сформированные системы разработки в пределах семи поднятий. Залежи глубоких горизонтов характеризуются сложным геологическим строением и низкой степенью изученности. Литологическая ограниченность и малые размеры залежей нефти, аномально низкие ФЕС, высокое давление насыщения нефти газом, повышенное газосодержание, небольшие нефтенасыщенные толщины и низкая плотность запасов в совокупности сдерживают промышленную разработку объектов глубоких горизонтов.

Степень геологической изученности и промышленного освоения начальных геологических запасов, принятых для проектирования, по объектам Каменного ЛУ приведена на рисунке 3 .3.



Рисунок 3.3 – Степень геологической изученности и промышленного освоения
начальных геологических запасов по объектам разработки

Начальные геологические запасы нефти категории АВ

---